日本の洋上風力：未開発の可能性

要約

• 日本には膨大な洋上風力源があり、日本の洋上風力発電の技術的なポテンシャルをあわせると、9000TWh/年を超え、2050年に見込まれる電気需要の9倍以上になる
• 日本は特に洋上風力発電の可能性に満ちている。したがって、特に浮体式洋上風力発電産業を発展させることができれば、日本は急速に拡大するグローバル産業の最前線で理想的な地位を築くことができる
• 洋上風力発電のコストは急速低下している。2030年までには、原子力発電所や二酸化炭素回収・貯留（CCS）による石炭火力発電所の新規建設よりもコストが低くなると予想される
• 洋上風力が拡大すれば、輸入化石燃料への依存は減少する。1GWの洋上風力発電所の発電量は、8億m³のガスによる発電量と同等になる。2022年に、この1GWの洋上風力発電所は9億2800万米ドルのガス輸入コストを回避し、2030年の実現を目標とする30GWは、278億米ドルのコストを回避できる

日本の洋上風力発電の現状

2022年時点、日本の洋上風力の導入量は91MWでしたが、そのうち5MWは浮体式洋上風力でした。これら小規模の実証プロジェクトは、日本の洋上風力発電産業に価値ある技術的教訓をもたらすことが期待されます。この容量は、2023年2月に秋田県能代港で国内初の大規模洋上風力プロジェクト（140MW）の商業運転が開始したことにより増加しました。

他の一部の国よりも展開規模は小さいものの、政府は風力技術への取り組みを強化させており、洋上風力エネルギーの契約獲得目標を2030年までに10GW、2040年までに45GWと高く設定しています。現在から2030年まで毎年1GWの導入を目指しています。しかし、洋上風力プロジェクトでは開発と建設に数年かかるため、2030年の目標実現は厳しいと考えられます。IEAは2022年〜2027年までに合計でわずか0.5 GWが新たに運転開始すると予測しています。つまり、2027年〜2030年の3年間でさらに9.5GWを導入する必要があります。 

日本は現在洋上風力発電の権利をリースする契約に入札しています。[1] このオークションは、1.8 GWの新たな洋上風力容量をもたらすことが期待されている4つのサイトをカバーしています。契約の入札期限は2023年6月末で、オークションの結果は、2023年末から2024年4月と予想されています。

洋上風力の可能性

日本にはかなりの洋上風力源があり、特に東北地方などの水深が深い沖合に多くのポテンシャルがあります（図1を参照）。世界風力エネルギー協会（WEC）は、浅瀬の着床式プロジェクトでは約128GW、水深が深い沖合での浮体式洋上風力では424GWにもなるポテンシャルがあると推定しています。 

この大きな資源を前に、IEAは日本の洋上風力発電の技術的なポテンシャルの合計は、9,000TWh/年を超えると推定しています。[3] 2050年に見込まれる電力需要予測（922TWh/年）の9倍以上です。浅瀬での洋上風力発電所が、約40TWh/年を発電し、残りは浮体式洋上風力の設置を含め、さらに沖合の風力発電所で発電できます（ボックス1を参照）。

ボックス1：浮体式洋上風力とは？ 浮体式洋上風力は、従来の着床式タービンと異なり、タービンのベースとして浮体式基礎を用いるものです。主に3種類（円柱ブイ、半潜水型スパッド台船、張力係留式浮体）があります。これら3つのアプローチの変形型もあります。 従来の着床式タービンでは建設コストが非常に高くなる水深（60～2,000メートル）で使用できるように開発されています。海洋石油・ガスセクターで培った専門知識に基づいて設計します。 スコットランドのHywindとKincardine、ポルトガル、ノルウェー、フランス、日本の長崎・五島、北九州など、数多くの小規模実証プロジェクトが既に実施または開発中です。これらのプロジェクトでの建設・運用経験が、業界のコスト削減、サプライチェーンの確立、部品の大量生産への移行に活かされています。GWECは技術は2030年頃までに完全に商用化されると予測しています。 プロジェクトはさらに沖合で展開することで、より強く安定した風を利用できるため、より効率的な運用が可能となります。新規プロジェクトへの一般市民からの反発を減らすこともできます。また、従来の着床式タービンよりも必要な資材が少ないため、設置による環境破壊を低減できます。 浮体式洋上風力産業は、商業化前の段階ですが、早ければ2025年の導入に向け、コスト効率に優れた商業規模のプロジェクトで規模が拡大される見込みです。

報道によると、日本は領海（海岸から22 km）を越え、海岸から約370 kmの排他的経済水域（EEZ）まで洋上風力発電所建設の拡大を検討しています。このアプローチにより、特に浮体式洋上風力タービンを導入する場合、日本はその洋上風力資源をさらに活用できるようになります。EEZでの洋上風力発電所の開発は、ヨーロッパで既に実施されており、オランダ、英国、ベルギーは、より多くの洋上風力発電所を利用しています。

洋上風力発電所は、陸上風力発電所よりも効率的に稼働します。IEAが洋上風力を電力系統の安全性と信頼性に寄与する「価値あるベースロード」技術として分類していることからも、その信頼性の高さが分かります。[4] 日本の洋上風力プロジェクトは、設備利用率（発電所が発電できる理論的最大量に対する実際の発電量の比率）が35%-45%であり、IEAは、ローターをさらに大きく、タービンを高くすることで、設備利用率は2040年までにさらに5%増加すると予想しています。設備利用率40%は、石炭（64%）やガス（47%）と比べて低いものの、日本の原子炉の現在の性能（約15.5%）より高い数字です。 

タービンをさらに沖合に設置することも、風速がより速く安定するため、設備利用率の大幅向上につながると見込まれています。沖合約10kmの海面では、陸上よりも25%風速が速くなります。

洋上風力のコストと利点

着床式洋上風力は、サプライチェーンを確立し、プロジェクトの建設・運用コストを急速に削減したことで、新たな化石燃料発電と競合する成熟した技術とみなされつつあります。世界的な加重均等化発電原価（LCOE）は、2010年～2021年の間に118米ドル/kWhから0.075米ドル/kWhに60%低下し、2024年までに0.10米ドル/kWhから0.050米ドル/kWhの範囲までさらに低下すると予想されています。[5] これにより、新規洋上風力発電所は化石燃料発電に対抗することができます（図2）。

2021年の初めから、新型コロナウイルス感染症の影響と需要の増加のため、材料と輸送価格は増加し続けています。そのため、洋上風力とその他電力発電エネルギープロジェクトを含め、新たな再生可能エネルギープロジェクトの建設コストに影響が出ています。これにも関わらず、化石燃料と電力の価格が急速に上昇しているため、IEAは、これらのコストの増加は風力と太陽光の競争力にネガティブな影響はないと考えています。 

日本政府は、2030年～2035年までに着床式洋上風力による電力価格を約0.06～0.07米ドル/kWh（8～9円/kWh）まで引き下げることを目指しています。これは他国の現在の価格と比べても遜色ない価格です。

この価格引き下げの大半は、規模の経済と学習効果による洋上風力発電所の新規建設コストの低減によるものと予想されます。日本はサプライチェーンを確立し、技術的経験を積んでいることから、IEAは、日本の新規の洋上風力発電所のコストは2030年までに急減し、2050年までには一層低減すると予測しています（図3を参照）。2030年までには、原子力発電所や二酸化炭素回収・貯留（CCS）による石炭火力発電所の新規建設よりもコストが低くなり、2050年までには、二酸化炭素回収・貯留（CCS）による石炭・ガス火力発電と比較できるコストになると予想されています。性能向上につながる学習率の高さにより、洋上風力発電所の維持管理費も劇的に低減します。

同様に、業界の専門家の調査によれば、着床式洋上風力のLCOEは2035年までに2019年から35%、浮体式洋上風力は17％低下すると予想されています。その主な要因は、性能向上とタービンの大型化による規模の経済によるものです。コスト低減は2050年まで続くと予想されています（図4を参照）。中期的予測に関する調査によれは、2050年の洋上風力のLCOEは現在のコスト(40～60米ドル/MWh）の約半分になると予測されています。[6]

再生可能エネルギープロジェクトの値を理解するには、その他の要因も検討する必要があります。国内の再生可能資源をもとに発電することで、価格変動が激しいグローバル市場での化石燃料の輸入依存度が低下します。日本は、発電の約34%をガスに依存し、約31%を石炭に依存しています。IRENAは、日本は2021年に化石燃料発電に代わり再生可能エネルギー資源をシステムに追加したことで、2022年に10億米ドル以上を節約したと推定しています。

したがって、洋上風力は、輸入依存度の低下と化石燃料価格の高騰への対処で重要な役割を果たしています。IEAは、1GWの洋上風力発電所の発電量は、8億m³のガスによる発電量と同等になると推定しています。2018年、1GWの風力発電所は、輸入燃料費を3億米ドル以上削減しています。2022年の価格に換算すると、1GWの洋上風力発電所は9億2800万米ドルのガス輸入コストを回避したことになり、2030年の実現を目標とする30ＧＷでは、278億米ドルを回避することになります。[7]

米国の最近の研究によれば、日本は2035年までに化石燃料の依存度を低下させ、電力の70%を再生可能エネルギーで発電できると予測しています。[8] 貯蔵容量が増加し、送電インフラが向上すれば、グリッドの安全性を損なうことなくこれらの電力を供給することができます。この実現には投資が必要ですが、研究によれば、2035年の平均の電力小売価格は2020年よりも6％低くなると予測されています。その理由は同期間に化石燃料の輸入が85％低下し、電力セクターのCO2排出量が92％低下するからです。太陽光発電は、2020年代の新規の発電の大半を占める可能性がありますが、洋上風力は、2030年代には市場を独占すると予測されています（図5を参照）。

輸入依存度の低下に加えて、再生可能エネルギープロジェクトは、化石燃料発電所や新規の原子力発電所と比較して建設が迅速です。洋上風力発電所の平均建設期間は、2010～2015年の2年間から2020年の約18か月まで短縮されています。これは、経験とサプライチェーンの向上、特に支援船の稼働率の向上によるもので、新規の洋上風力発電所は、従来の発電所よりも短期間で建設することができます。

洋上風力の世界的状況

世界的な洋上風力技術の可能性は非常に高く、2040年に予想される世界の電力需要の11倍となる420,000TWh/年以上を発電するとIEAは確信しています。GWECはこの可能性の80%は、水深60メートル以上の海域にあると考えています。産業が確立された国ではさらに沖合での開発に新たな領域が必要なため、その結果、浮体式洋上風力のグローバル市場は拡大します。浮体式洋上風力セクターは欧州で急成長中であり、中期的には米国やアジア諸国が大きく貢献すると予想されています（図6を参照）。

コンサルタント会社のマッキンゼーは、洋上風力の長期的成長の大半は、アジア太平洋地域からもたらされると予測しています。この地域には深海があり、極端な気象条件にさらされる可能性があるため、タービンを最適化する必要があります。これは、こうした条件で効率よく稼働する着床式および浮体式洋上風力タービンを開発できる国や企業にとって、商業機会をもたらします。 

米国政府は最近、脱炭素化の実現とこの技術のグローバルな需要を活用するために、国内の洋上風力業界の発展を推進する包括的な計画に着手しています。浮体式洋上風力の専門知識を確立することは、このイニシアチブの主要な焦点です（ボックス2を参照）。日本にも素晴らしい洋上風力資源があり、浮体式洋上風力セクターでグローバルにリーダーシップを展開していくことが期待されます。

ボックス2：米国での浮体式洋上風力の建設  米国には、洋上風力技術の大きな可能性があります。最近の政府報告書によれば着床式洋上風力で1.5TW、浮体式洋上風力で2.8TWと推定されています。これらの発電量は、米国の年間電力消費の3倍に相当します。 米国政府は最近洋上風力産業を急速に拡大する計画を発表しています。現在42MWの洋上風力が稼働していますが、2030年までに30GW、2050年までに110GWの実現を計画しています。  米国が世界的にこの技術を主導する立場になるためには、浮体式洋上風力は最も重要な点です。米国が発表した「Floating Offshore Wind Shot」イニシアチブでは、2035年までに15GWの浮体式洋上風力を実現し、2035年までにコストを70％低減して45米ドル/MWhにすることに焦点を当てています。 2030年の目標を達成するには部品、支援船、港湾施設、必要な労働力を提供する確実なサプライチェーンを迅速に確立する必要があります。つまり、スキルとインフラの確保に巨額の投資が必要になります。この投資がなければ、2030年の目標の達成は遅れる可能性が高くなります。政府は、この目標を達成するために77,000件の雇用創出を検討しています。

日本の洋上風力の可能性をどのように実現できるか？

日本では、大きな可能性があるにもかかわらず、他国と比べて洋上風力は比較的発展していません。 

着床式洋上風力は、確実なサプライチェーンと市場を独占する業界の企業がいることで確立された技術として世界的にみなされています。浮体式洋上風力は依然として開発中であるため、開発の最前線にいる国にとっては重要な商業的機会となり得ます。日本には洋上風力資源が豊富なので、その機会を利用するのに理想的です。

日本には既に洋上風力技術とサプライチェーンの開発への政策的コミットメントがあります。洋上風力のビジョンは2030年までに10GW、2040年までに30〜45 GWの目標を掲げています。しかしこれは短期的目標であり、サプライチェーンのインフラの確立と洋上風力発電所建設への投資回収が必要な投資家に、必ずしも安心感を与えるものではありません。したがって政府は、カーボンプライシングが低炭素技術への投資の奨励に有効であることを保証するだけでなく、浮体式洋上風力と着床式洋上風力の両方に対して長期間の目標を掲げる必要があります。

日本の洋上風力の開発の遅れには、高い技術的リスクの認知や、認可取得プロセスに関連する困難な課題など数多くの要因があります。特に、IEAは環境面での認可取得プロセスやグリッド接続プロセスの長さが、風力発電を迅速に展開する上で重要な障壁であると特定しています。 

開発と認可取得プロセス

緩慢で複雑な認可取得プロセスはプロジェクト開発を遅らせ、企業の市場への参加意欲を減退させる可能性があります。初期の現地調査から建設までプロジェクト開発のあらゆる段階で認可が必要となり、特に複数の政府機関が関与している場合、プロジェクトを推進するにはコストがかかり複雑になります。特に日本の環境アセスメントは、時間とコストがかかるとみなされています。 

政府は、風力資源の測定、海底調査や地域の調査、環境アセスメントに関するサービスを一元化することで、現場開発の開発プロセスの効率化を模索しています。また、開発する海洋地域の指定や地域住民との意見交換プロセスなどのプロジェクト課題を軽減するための対策も導入しています。IEAはこれらの解決策が2027年以降の新規プロジェクトの開発にポジティブな影響があると認識していますが、これらの解決策は、既に進行中のプロジェクトには適用されません。

グリッド接続

洋上風力の開発を成功させるには、その出力に対応できる陸上のグリッド容量の開発が不可欠です。陸上のネットワークを改良または拡大できなければ、洋上風力の大きな可能性を利用できないことになります。

歴史的に、日本の電力網は非常に断片化しており、一般電気事業者10社が配電・送電ネットワークを保有、運用しています。加えて、 異なる技術規格で動作する2つの分離したグリッドがあります。[9] 数多くの利害が関係するため、これは、グリッドの改良、相互接続、再生可能エネルギー対応の拡張に関する戦略的計画にとって問題となります。 

洋上から電力を必要とする場所への送電に必要となる新しいネットワークへの効率的な投資には、戦略的計画が特に重要です。消費者の節約にもなります。経済コンサルタントBrattleの最近のレポートによれば、米国では、送電グリッド計画への積極的なアプローチにより、必要な送電ケーブルの設置数を減らすだけでなく、200億米ドル以上の送電関連コストを削減でき、これにより、グリッドの信頼性やレジリエンスが向上し、消費者の節約につながると指摘しています。英国の国営グリッドESOによる同様の研究でも、2025年から統合的アプローチを採用することで、2050年までの資本と運用コストで消費者は約72億米ドル節約できるだけでなく、その他の恩恵ももたらされると指摘しています。

 ネットワーク開発への戦略的アプローチを可能にする対策も講じられています。電力広域的運用推進機関（OCCTO）は、広域的相互接続の管理、送配電網コードの開発、送電網の開発計画などの一連の業務のため2015年に設立されました。しかし、日本が洋上風力産業を発展させて、クリーンなエネルギーシステムへの迅速な移行を実現するには、政策、規則、市場、土地利用を変更するために多くの対策が必要です。

※この記事は、2023年6月1日にZero Carbon Analyticsのウェブサイトに掲載され、Energy Tracker Japanが許可を得て日本語に翻訳したものです。（元記事はこちら）

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注釈

1. 入札（オークション）は、発電所の出力に対する固定価格契約に関する競争入札プロセスになります。 開発者は出力から得られる可能性が高い価格で入札し、最低入札価格が契約を獲得します。
2. 平均風力エネルギー密度は、風資源の指標です。それは、動作するタービンの平均年間出力/平方メートル（W/m2）で表されます。密度が高いほど、風資源の品質が高くなります。この数字は、タービンの高さが100メートルでの平均風力エネルギー密度を示しています。
3. 技術的な可能性とは、地理的、環境的、土地利用の制約の中で、ある技術が実現可能なエネルギー生産を示します。生産コストや投資家の安心感や政策・規制の問題といった市場の問題は考慮されていません。
4. ベースロードとは、一定期間にわたり必要とされる一定の最低電力量です。
5. 均等化発電原価（LCOE）は、発電所の寿命までの発電コストです。発電所の稼働開始から廃止までの建設・運用コストを現在値に基づき計算します。燃料コスト、寿命、容量、財政的概要が異なっていても異なる技術のコスト比較が可能です。
6. Beiter, P. Cooperman, A. et al (2021). イノベーションと経験が原動力となり近い将来さらに低減が見込まれる風力発電コスト、WIREs Energy and Environment, 10:e398, doi 10.1002/wene.398.
7. これは34米ドル/MMBtu（2022年のアジアの平均LNG価格）のガスコストを想定しています。
8. 発電の残りの30％は、原子力（20%）とガス燃焼発電（10％）と予想されています。 石炭は2035年までに段階的に廃位され、新たな化石燃料プラントの建設はありません。
9. 東日本のグリッドは50Hz、西日本のグリッドは60Hzで動作します。つまり、2つのグリッドの接続には、コストがかかり複雑になります。